Kapazitätsmärkte und -mechanismen: Brauchen wir noch ein weiteres Förderregime? DI Walter Boltz, Vorstand E-Control Wien,

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1 Kapazitätsmärkte und -mechanismen: Brauchen wir noch ein weiteres Förderregime? DI Walter Boltz, Vorstand E-Control Wien,

2 Versorgungssicherheit ist Aufgabe des Marktes Langfristige Versorgungssicherheit bedingt ausreichende Erzeugungskapazitäten Seit Liberalisierung Aufgabe des Wettbewerbsmarktes Wettbewerbsmarkt soll Erzeugungskapazitäten im notwendigen Ausmaß am richtigen Ort und Markt ist theoretisch dazu in der Lage zur richtigen Zeit bereitstellen Bestehende Marktmängel und -interventionen sowie vermehrte Kraftwerksstilllegungen haben eine Diskussion über das Market Design und Kapazitätsmärkte entfacht 2

3 Gründe für die Diskussion um Kapazitätsmärkte sind unterschiedlich EC PC Generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market for electricity Mangel an Leitungskapazitäten Geringe Elastizität der Nachfrage Andere staatliche Interventionen Preisdeckelungen EE Prioritäre Einspeisung EE Fördermechanismen Quelle: (DG Energy, 2013) Prozentuelle Nennung durch Umfrageteilnehmer 3

4 Vielfach sollen Kapazitätsmärkte lediglich stranded Investments refinanzieren Kritische Situation für Gaskraftwerke ergibt sich durch den Zusammenfall mehrerer Faktoren Hohe Gaspreise Hohe EE-Erzeugung Niedrige CO 2 -Preise Geringer Verbrauch Dies stellt jedoch eine Momentaufnahme dar Quelle: (IHS CERA, 2013) 4

5 Leistungsreserven sind in den meisten Ländern bis 2020 ausreichend Leistungsreserven ausgewählter europäischer Länder (GW)* Österreich besitzt auch 2020 große Leistungsreserven Januar: 10,6 GW Juli: 10,85 GW Deutschland weist bei rein nationaler Betrachtung ein Leistungsdefizit auf die Versorgungssicherheit ist jedoch nicht gefährdet. generation adequacy is expected to be maintained during the entire forecast period until 2020 [ ], even after the expected shut down of German (and also Swiss and Belgian) nuclear power plants after the Fukushima accident. (ENTSO- E, 2013) 0-5 Österreich Deutschland Schweiz Tschechien Fankreich Italien -10 Szenario EU Januar 2020 Szenario EU Juli Quelle: (ENTSO-E, 2013) *RC ARM

6 Versorgungssicherheitsbedenken spiegeln sich in derzeitigen Prognosen nicht wider Leistungsdeckung bei regionaler Betrachtung The total of the RC-SC in the four countries is GW, whilst there is ample ( approximately 26 GW ) import capacity available on the external borders of the group to cover this amount. (ENTSO-E, 2013) Importbedarf: 7 GW Leitungskapazitäten: 26 GW Szenario EU-2020 Januar 2020 Szenario EU-2020 Juli 2020 Quelle: (ENTSO-E, 2013) 6

7 Trotzdem starten erste EU-MS bereits mit der Umsetzung von Kapazitätsmärkten Derzeitiger Stand der Umsetzung in Europa Kapazitätszahlung Kapazitätsmarkt Strategische Reserve Großbritannien: 2014: Implementierung eines Kapazitätsmarktes mit zentraler Auktion Belgien: Strategische Reserve, Ausschreibung neuer Kraftwerke Derzeitige Diskussionen und Reformen fokussieren sich auf marktbasierte Konzepte Frankreich: 2014: Implementierung einer Kapazitätsvorschreibung für Versorger Deutschland: Implementierung einer vorl. Winterreserve, Diskussionen über Kapazitätsmarkt Mechanismen in Italien, Großbritannien und Frankreich basieren auf ähnlichen Ansätzen Spanien: Vorläufige Diskussion über Kapazitätsauktionen Italien: 2014: Einführung eines Marktes mit Reliability Options Es gibt jedoch große Unterschiede im konkreten Design 7 Quelle: (FTI Compass Lexecon, 2013)

8 Die Kompatibilität der unterschiedlichen Mechanismen ist fraglich Strategische Reserve Teilnahmeberechtigte Anlagen: Bestehende Anlagen (auch DSM) Grenzüberschreitende Teilnahme: Abhängig von Übertragungskapazität Teilnahme am Energiehandel: Für strategischen Reserve nicht möglich Preisbestimmung: Keine Festlegung Beschaffungsdauer: Für das Folgejahr für die Dauer von 1 Jahr Verpflichtungen für Endkundenversorger: Keine Teilnahmeberechtigte Anlagen: Neue Anlagen (Spanien) bzw. neue und bestehende Anlagen (Irland) Grenzüberschreitende Teilnahme: Derzeit nicht möglich Teilnahme am Energiehandel: Freiwillig (Spanien) bzw. verpflichtend (Irland) Preisbestimmung: Administrative Festlegung Beschaffungsdauer: Für das Folgejahr für die Dauer von 1 Jahr Verpflichtung für Endkundenversorger: Keine Kapazitätszahlungen Kapazitätsmarkt Teilnahmeberechtigte Anlagen: Bestehende, neue und geplante Anlagen (auch DSM) Grenzüberschreitende Teilnahme: Berücksichtigung der Importkapazitäten Teilnahme am Energiehandel: Verpflichtend bzw. stark beanreizt Preisbestimmung: Marktbasiert über Auktionen oder bilateral Beschaffungsdauer: 4 Jahre im Voraus für die von Dauer bis zu 25 Jahren Verpflichtung für Endkundenversorger: Eindeckung mit Leistungsverträgen 8 Quellen: (Süßenbacher et al, 2011), (FTI Compass Lexecon, 2013)

9 Selbst gleichartige Ansätze unterscheiden sich im Detail wesentlich Großbritannien Frankreich Italien Fallende Leistungsbedarf Fixer Bedarf Variabler Bedarf Bedarfskurve Vorlaufzeit 4 Jahre 4 Jahre 4 Jahre Vertragsdauern Handelsplattform Preisbestimmung Preissetzer Berücksichtigung Interkonnektoren 1-3 Jahre für Bestandsanlagen Jahre für Neuanlagen Zentrale Auktion Fallende Bedarfskurve Obergrenze bei 1,5 x CONE Neuanlagen Bestandsanlagen unter Schwellwert Stat. Beitrag zur Lastdeckung 1-Jahres-Produkt Spezifische Produkte im OTC-Handel Organisierter Markt oder OTC Keine Alles bilateral Stat. Beitrag zur Lastdeckung 3 Jahre für alle Anlagen Zentrale Auktion Caps/Floors für Bestandsanlagen Keine Caps/Floors für Neuanlagen Alle Anlagen Noch nicht definiert Quelle: (FTI Compass Lexecon, 2013) 9

10 Zudem gibt es sehr viele offene Fragen in der praktischen Umsetzung Kompatibilität von Mechanismen mit dem europäischen Target Model? Bereitstellung von sicher verfügbarer Leistung oder auch Flexibilität? Konformität mit europäischen Leitlinien (State Aid Guidlines, etc.)? Gewährleistung langfristiger regulatorischer Sicherheit? Klärung technischer Detailfragen Angewendetes Versorgungssicherheitskriterium Ermittlung des Leistungsbedarfs Überprüfung der Verfügbarkeit von Anlagen Technologieneutrale Investitionsanreize Grenzüberschreitende Teilnahme am Kapazitätsmarkt Reservierung von Übertragungsleitungen, etc. 10

11 Kapazitätsmärkte sind komplex, die Folgewirkungen schwer abschätzbar Internationale Erfahrungen zeigen zum Teil nicht erwünschte und unerwartete Ergebnisse Leistungspreise in PJM s Kapazitätsmarkt Tatsächliche Preisentwicklung Preisentwicklung in vorherigem Kapazitätsmarkt Erwartete Preisentwicklung (lt. Simulation PJM) 11 Quelle: (LECG, 2008)

12 Die Folgen einer fehlerhaften Umsetzung sind langfristig und kostspielig (1) Erfahrungen mit Förderregimen in Europa sind nicht die Besten der nächste kostspielige Fehler kündigt sich an Beispiele wie PJM, Spanien oder der britische Electricity Pool zeigen Kapazitätsmechanismen leiden unter geringer Effizienz Beispiel PJM: Installierte Leistung 180 GW (~ Deutschland) Kosten Kapazitätsmarkt : $ 55 Mrd. Nettozubau : 13 GW Kosten pro MW Nettozubau in PJM: $ 4,2 Mio. vgl. Kosten pro MW fossiler KW-Zubau: $ 1 Mio. $ 2 Mio. vgl. Kosten pro MW erneuerbarer KW-Zubau: $ 1,5 Mio. $ 3,5 Mio. Kapazitätsmechanismen bedürfen häufiger Regelanpassungen (regulatorisches Risiko) Kapazitätsmechanismen sind äußerst anfällig für Marktmanipulation und Marktmachtausübung Quellen: (Agentur für Erneuerbare Energien, 2012), (Brattle, 2013), (Monitoring Analytics, 2014) 12

13 Die Folgen einer fehlerhaften Umsetzung sind langfristig und kostspielig (2) Sind Kapazitätsmärkte einmal umgesetzt, so bleiben sie uns wohl länger erhalten CRMs are here to stay (Carlos Batlle, Eurelectric Conference on future market design, Brussels, 2013) so better think twice! 13

14 Kapazitätsmärkte Die Stunde der Lobbyisten Kapazitätsmärkte beseitigen keine Marktmängel oder -interventionen sondern führen zu weiteren Verwerfungen Kapazitätsmärkte stellen eine Förderung für fossile Stromerzeuger dar und dienen primär der Generierung zusätzlicher Cash Flows Kapazitätsmärkte führen zu einer Verschiebung des Investitionsrisikos von Stromerzeugern in Richtung Konsumenten Politische Entscheidungsträger lassen sich in der Diskussion durch Unternehmen instrumentalisieren die Stunde der Lobbyisten 14

15 Primäres Ziel sollte daher nach wie vor die Umsetzung des Target Models sein Verhinderung nationaler Alleingänge beim Thema Kapazitätsmärkte im Sinne eines gesamteuropäischen Binnenmarktes Umsetzung des Target Models mit grenzüberschreitenden Forward Märkten, Day-Ahead Märkten, Intraday Märkten und Balancing Märkten hat nach wie vor höchste Priorität Target Model kann wesentlich zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen und Effizienz gewährleiten 15

16 und die Beseitigung von Markthemmnissen Kapazitätsmärkte sind das letzte Mittel der Wahl Sicherstellung eines effizienten Strommarktes durch: Sicherstellung eines zügigen Netzausbaus Heranführen Erneuerbare an den Markt Anreize für flexible Erzeugung Anreize für verbraucherseitige Beteiligung am Markt Sollten nach erfolgreicher Umsetzung dieser Maßnahmen weiter Probleme bestehen: Weitere Überlegungen sinnvoll Allfällige Maßnahmen müssen jedoch regional bzw. europäisch koordiniert werden und mit Target Model kompatibel sein 16

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18 Kontakt DI Walter Boltz Walter.Boltz@e-control.at 18